莫索灣凸起八道灣組儲層成巖特征及孔隙演化研究

王 劍，靳 軍，向寶力，楊 召，廖健德，祁利琪，張曉剛

(新疆油田公司實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000)

準噶爾盆地腹部侏羅系發(fā)現(xiàn)多個高效油氣田， 但八道灣組一直沒有大的突破。莫索灣凸起八道灣組因其埋藏深度較大，成巖作用較強，儲層孔隙結構及物性較差，以往不作為重點區(qū)帶研究。2012年11月該區(qū)莫21井侏羅系八道灣組一段獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，顯示出巨大的勘探潛力。但其儲層性質(zhì)的時空變化較大，成巖作用對儲層的影響較大且各方面研究都不深入。因此，進行儲層成巖作用研究，找出影響儲層發(fā)育的控制因素，對有利儲集相帶的預測有重要意義。

1 地質(zhì)概況

莫索灣凸起位于準噶爾盆地腹部中央坳陷帶，北接莫北凸起、盆1井西凹陷，東至東道海子凹陷 (圖1)。構造形態(tài)上為典型的“凹中凸”背斜，是有利的油氣聚集區(qū)［1～3］，可分為盆參2井區(qū)和盆5井區(qū)。

圖1 莫索灣凸起地理與構造位置圖Fig.1 Geographical and tectonic map of Mosuowan hump

該區(qū)八道灣組上部與三工河組整合接觸，下部與三疊系為區(qū)域性不整合接觸，總體上是由礫巖、砂巖、泥巖和煤層組成的旋回性沉積，自下而上粒徑由粗到細再到粗，呈“啞鈴狀”，按旋回特征分為上、中、下3段，主要為辮狀河及三角洲沉積。

儲層巖性主要為中、細粒長石巖屑砂巖或巖屑砂巖，石英含量平均為36.6%，長石為19.4%，巖屑為44%，其中巖屑以凝灰?guī)r為主。該區(qū)粒間黏土礦物含量平均為2%，主要為高嶺石，占黏土礦物總量的38.7%，其次為伊利石、伊/蒙混層礦物和綠泥石。成分成熟度指數(shù) (CMI)為0.58。碎屑顆粒磨圓度以次棱角狀為主，總體表現(xiàn)為低成分成熟度、中等結構成熟度特征［4，5］。

2 成巖作用類型及特點

莫索灣凸起八道灣組主要成巖作用有壓實作用、膠結作用和溶蝕作用3種。其中溶蝕作用能改善儲層物性，是建設性成巖作用;而壓實作用和膠結作用降低儲層孔隙度、改變孔隙結構，為破壞性成巖作用。

2.1 壓實作用

莫索灣凸起八道灣組巖石經(jīng)歷了較強的壓實作用，碎屑顆粒間多為線性—凹凸接觸。在強壓實作用下，塑性巖屑如千枚巖、泥巖和云母片巖等彎曲變形呈假雜基的形式出現(xiàn)，導致粒間孔隙大幅度降低 (圖2a)。

2.2 膠結作用

該區(qū)儲層膠結物主要有方解石、鐵方解石和硅質(zhì)，還有少量的菱鐵礦和白云石［6］。膠結類型主要為壓嵌型。膠結物總量一般為0.5%～6.0%，少數(shù)樣品達到10%左右。碳酸鹽膠結物呈斑狀不均勻分布 (圖2b)。硅質(zhì)膠結物以石英次生加大的形式產(chǎn)出 (圖2c)。

膠結作用不僅減少了儲集空間，而且還改變了儲層的孔隙結構，使儲層的粒間管狀喉道變成“片狀”或縫狀喉道，影響了滲流性質(zhì)，從而降低了儲層的滲透率。莫索灣凸起八道灣組膠結物總量在平面上的分布具有東高西低的特征，如盆4井平均為1.4%，盆參2井達2.68%。

2.3 溶蝕作用

溶蝕作用可產(chǎn)生次生溶孔，改善儲層的儲集性能［7，8］。莫索灣凸起次生溶孔為深部儲層主要的孔隙類型 (表1)，溶蝕作用產(chǎn)生的孔隙類型包括粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔。

粒間溶孔主要是粒間膠結物和雜基物質(zhì)溶蝕產(chǎn)生的孔隙 (圖2d)。粒內(nèi)溶孔主要是由長石顆粒和火山巖屑中長石組分的選擇性不均一溶蝕所形成。長石溶蝕作用沿節(jié)理縫、雙晶形成粒內(nèi)窗格孔或蜂窩狀溶孔，溶蝕完全者形成鑄?？?(圖2e)。

圖2 碎屑儲層顯微照片F(xiàn)ig.2 Micrographs of clastic rock

表1 孔隙類型統(tǒng)計表Table 1 Statistical table about pore types

盆參2井溶蝕作用相對明顯，其4840～5250m段砂巖的溶蝕孔隙較發(fā)育。在該井孔隙度與深度的關系圖中，砂巖孔隙度明顯偏離正常趨勢線。莫索灣凸起八道灣組為含煤系地層，砂巖的溶蝕現(xiàn)象較煤系地層更普遍。巖石薄片及掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，被溶蝕的主要為長石或巖屑顆粒，以及粒間的方解石膠結物。隨著埋深增大，八道灣組烴源巖Ro大于0.5%時進入生油窗，生烴產(chǎn)生了有機酸和CO2，對長石等易溶物質(zhì)進行溶蝕，溶蝕作用還產(chǎn)生大量的高嶺石［9］(圖2f)。

3 成巖階段的劃分

前人一般將該區(qū)八道灣組劃為晚成巖早期，本文根據(jù)成巖作用特點，結合埋藏史、熱演化史、鏡質(zhì)組反射率等資料，按照應鳳祥等2003年起草的成巖階段的劃分標準SY/T 5477—2003，將莫索灣凸起八道灣組儲層的成巖階段劃為中成巖A1亞期 (圖3)。

圖3 莫索灣凸起八道灣組儲層成巖序列及成巖階段劃分依據(jù)圖Fig.3 Division basis of reservoir diagenesis sequence and diagenesis stage of Badaowan formation in Mosuowan hump

其主要標志為:①莫索灣凸起八道灣組古地溫為100～130℃;②有機質(zhì)熱演化進入生油門限，處于低成熟階段，鏡質(zhì)組反射率為0.41%～0.70%;③膠結物中存在鐵方解石和鐵白云石;④石英次生加大普遍;⑤黏土礦物組合以高嶺石和伊利石為主，伊/蒙混層中蒙皂石含量為20% ～31%，屬于有序混層;⑥原生孔隙較少，次生孔隙較發(fā)育，長石、巖屑和碳酸鹽膠結物溶蝕現(xiàn)象普遍［10］。

4 儲層孔隙度演化模式及控制因素

4.1 儲層孔隙度演化模式

根據(jù)分選系數(shù)與原始孔隙度之間的函數(shù)關系(博里德公式)來計算砂巖的原始孔隙度。得出八道灣組儲層樣品分選系數(shù)平均為1.42，砂巖平均原始孔隙度為34.6%。

式中 φo——原始孔隙度，%;

So——分選系數(shù)的平方。

其中:

式中 P25——累計曲線上25%處所對應的顆粒直徑，mm;

P75——累計曲線上75%處所對應的顆粒直徑，mm。

研究區(qū)八道灣組儲層埋藏較深，原始物性相對較差，后期成巖作用使儲層物性有很大改變。一般來說，現(xiàn)今孔隙度=原始孔隙度－壓實減孔－膠結減孔+溶蝕增孔。采用逐層回剝法，分別計算出了壓實、膠結、溶蝕作用對孔隙的改變量。膠結減孔量為巖石薄片中膠結物所占面孔率，溶蝕增孔量按鑄體薄片中溶蝕孔隙所占面孔率來計算。通過計算，該區(qū)壓實作用所損失的孔隙度為21.34%～27.23%，平均為23.49%;膠結作用所損失的孔隙度為1%～4%，平均為1.32%;溶蝕作用增加孔隙度為0.02% ～0.64%，平均為0.29%。下圖為其孔隙度演化模式 (圖4)。

圖4 莫索灣八道灣儲層孔隙度演化曲線圖Fig.4 Evolution curve of reservoir porosity of Badaowan formation in Mosuowan hump

4.2 控制因素分析

根據(jù)上述計算數(shù)據(jù)，莫索灣凸起八道灣組壓實作用對儲層孔隙度的改變最大。孔隙演化的主控因素為壓實作用 (圖5)。

壓實作用對儲層物性具有非常重要的影響，隨著上覆地層不斷增加，壓實作用逐漸增強，碎屑顆粒間接觸方式逐漸緊密，使儲集空間變小，孔隙度、滲透率降低［11～15］。而壓實作用的強度除了受埋藏深度的控制外，還受到以下幾個方面的影響。

4.2.1 塑性巖屑的含量

圖5 壓實與膠結作用影響孔隙度評價圖Fig.5 Evaluation map about the effect of compaction and cementation on porosity

塑性巖屑的含量對壓實作用的影響非常大，其含量越高，壓實作用越強［16］。一般來說只要巖石骨架中石英含量大于50%，塑性巖屑的影響就很小了 (據(jù)Scheres，1987)。研究區(qū)石英含量低于50%，塑性巖屑含量卻較高，達到10%以上。通過對比分析盆5井區(qū)和盆參2井區(qū)塑性巖屑含量及壓實減孔率 (壓實減孔率=壓實減少的孔隙度/原始孔隙度)，盆參2井區(qū)塑性巖屑含量平均為5.65%，壓實減孔率平均為65.56%;盆5井區(qū)的塑性巖屑含量相對較高，平均為11%，壓實作用更強，壓實減孔率平均為68.2%(圖6)。

圖6 塑性巖屑含量與壓實作用關系圖Fig.6 Relationship between plastic debris content and compaction diagram

4.2.2 碎屑顆粒的粒徑

粒徑對儲層控制作用明顯，粒徑越小，壓實作用越強，儲層的孔隙度降低越多。原因是細粒物質(zhì)中塑性巖屑含量較高，降低了抗壓性，使之容易壓實 (圖7)。

圖7 不同粒徑砂巖與塑性巖屑含量及壓實關系圖Fig.7 Relationship among grain size，the plastic content and compaction diagram

4.2.3 碎屑顆粒的分選

分選越差，壓實作用越強?？紫抖入S分選程度變差而大幅降低 (據(jù)Fraser)。分選越差，分選系數(shù)越大。為了消除統(tǒng)計中深度、粒度對壓實作用的影響，在平面上選取盆4井、莫13井同一深度細粒砂巖作對比。莫13井的平均分選系數(shù)為1.63，壓實減孔率為65.71%;盆4井的平均分選系數(shù)為1.71，分選相對較差，壓實更緊密，壓實減孔率達68.18%(圖8)。

圖8 分選系數(shù)與壓實減孔率關系圖Fig.8 Relationship between sorting coefficient and compaction

4.2.4 異常高壓的影響

研究區(qū)八道灣組異常高壓帶的存在也影響壓實作用［17～20］。在4500m以下，地層壓力系數(shù)較高，最高能達到2.1左右，一定程度上抑制了壓實作用，使孔隙得以保存 (圖9)。在平面上，盆5井區(qū)八道灣組平均壓力系數(shù)為0.98，為常壓系統(tǒng);而盆參2井區(qū)平均壓力系數(shù)為1.65，為異常高壓系統(tǒng)，壓實相對較弱。

圖9 盆參2井壓力系數(shù)—深度及砂巖孔隙度—深度關系圖Fig.9 Relationship of pressure coefficient，porosity and the depth diagram of Pencan 2 well

通過以上分析可知，莫索灣地區(qū)壓實作用的主控因素分為內(nèi)因和外因兩類。內(nèi)因即儲層本身的巖礦特質(zhì)，包括塑性巖屑含量、粒度、分選。研究區(qū)八道灣組巖礦特征使得儲層更易于壓實。外因為異常高壓，其抑制壓實，使得深部次生孔隙得以保存;另一方面，異常高壓使得流體活動更為活躍，也增強了溶蝕作用。因此要將這幾種成巖作用當作一個有機的系統(tǒng)來研究。

5 結論

(1)莫索灣凸起八道灣組儲層巖性主要為中、細粒長石巖屑砂巖或巖屑砂巖?？傮w表現(xiàn)為低成分成熟度、中等結構成熟度的特征。

(2)成巖階段為中成巖A1亞期，主要經(jīng)歷了壓實、膠結和溶蝕作用。

(3)壓實所減少的孔隙度平均為23.49%，膠結作用使孔隙度減少1.32%，而溶蝕作用使孔隙度增加0.29%。壓實作用是儲層孔隙演化的主控因素。壓實作用主要受塑性巖屑含量、粒徑、分選及異常高壓的影響。

(4)莫索灣凸起盆參2井區(qū)相比于盆5井區(qū)塑性巖屑含量低、分選好、存在異常高壓，壓實作用相對較弱，為較有利儲層發(fā)育區(qū)。

［1］王嶼濤，雷玲，向英，等.準噶爾盆地重點區(qū)帶石油儲量增長規(guī)律及勘探潛力分析 ［J］.中國石油勘探，2012，17(4):8－14.

［2］衣懷峰，吳孔友，曲江秀.準噶爾盆地莫索灣地區(qū)構造特征及其演化 ［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2005，12(4):1－3.

［3］尹偉，鄭和榮，徐士林，等.準噶爾盆地中央坳陷帶油氣成藏過程分析 ［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2008，29(4):444－452.

［4］門相勇，王峰，李雪峰.準噶爾盆地腹部深層碎屑巖儲層次生孔隙特征及影響因素分析 ［J］.中國石油勘探，2011，16(4):14－19.

［5］胡海燕，王國建.準噶爾盆地深層相對優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育機理——淋濾與溶蝕作用 ［J］.中國巖溶，2009，28(1):35－41.

［6］何生，楊智.準噶爾盆地腹部超壓頂面附近深層砂巖碳酸鹽膠結作用和次生溶蝕孔隙形成機理 ［J］.地球科學——中國地質(zhì)大學學報，2009，34(5):760－768.

［7］張福順，朱允輝.準噶爾盆地腹部深埋儲層次生孔隙成因機理研究 ［J］.沉積學報，2008，26(3):469－478.

［8］金振奎，蘇奎，蘇妮娜.準噶爾盆地腹部侏羅系深部優(yōu)質(zhì)儲層成因 ［J］.石油學報，2011，31(1):25－31.

［9］王芙蓉，何生，楊智，等.蒙皂石黏土礦物不正常轉化的研究 ［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2006，13(4):25－27.

［10］盧紅霞，陳振林，高振峰，等.碎屑巖儲層成巖作用的影響因素 ［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2009，16(4):53－55.

［11］鄭浚茂，龐明.碎屑儲集巖的成巖作用研究 ［M］.武漢:中國地質(zhì)大學出版社，1989:53－59.

［12］朱國華.碎屑巖儲集層孔隙的形成、演化和預測［J］.沉積學報，1992，10(3):114－121.

［13］朱國華，裘亦楠.成巖作用對砂巖儲層孔隙結構的影響 ［J］.沉積學報，1984，2(1):1－14.

［14］A.帕克，B.W.塞爾伍德 ［英］.沉積物的成巖作用［M］.武漢:中國地質(zhì)大學出版社，1981:88－94.

［15］陳忠民.準噶爾盆地侏羅系深部氣藏勘探的有利地質(zhì)條件 ［J］.新疆石油地質(zhì)，2001，22(4):291－293.

［16］賀振建，劉寶軍，王樸.準噶爾盆地中部4區(qū)塊儲層主控因素 ［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2007，14(2):54－56.

［17］徐志誠.準噶爾盆地侏羅系地層和巖性油氣藏形成條件及勘探前景 ［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2005，12(5):27－29.

［18］王芙蓉，何生，洪太元.準噶爾盆地腹部地區(qū)深埋儲層物性特征及影響因素 ［J］.新疆地質(zhì)，2006，24(4):423－428.

［19］王占國.異常高壓對儲層物性的影響 ［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2005，12(6):31－33.

［20］文彩霞，李艷，張輝，等.流體封存箱與天然氣成藏——以鄂爾多斯盆地蘇里格氣田為例 ［J］.中國石油勘探，2014，19(2):14－19.